Effekt av økt elbiltetthet på kostnader i det lokale distribusjonsnettet

Abstract

Regjeringen har satt som mål at alle nye personbiler og lette varebiler skal være nullutslippskjøretøy fra 2025, og skatte- og avgiftspolitikken er utformet med en rekke fordeler for kjøp og og bruk av elbil. Implementering av elbiler påvirker strømnettet, og det er spesielt en bekymring om at elbillading på tidspunkt med høylast gir høyere investeringsbehov. Økte kostnader for nettselskap gir økt inntektsramme, som i neste omgang gir økt nettleie for alle husholdningene i nettselskapets område. Denne mekanismen kan bli sett på som en potensiell ekstern kostnad som en elbileier påfører de øvrige nettkundene. I denne masteravhandlingen studeres sammenhengen mellom elbiltetthet og kostnader i det lokale distribusjonsnettet. Paneldatasettet som benyttes observerer 86 nettselskap i perioden 2008-2020, og estimeringsstrategien er en modell med faste selskaps- og tidseffekter. Resultatene indikerer at økt elbiltetthet gir økte kostnader i strømnettet. Evaluert for et median-nettselskap er den estimerte kostnaden 4 200 NOK per elbil. Mer spesifikt skjer denne kostnadsøkningen gjennom økte investeringer og økte drift- og vedlikeholdskostnader. Økt elbiltetthet er også assosiert med lavere effektivitetsresultat, men estimatene evalueres som lite betydningsfulle økonomisk sett. Resultatene gir et godt argumentasjonsgrunnlag for å innføre den nye nettleiemodellen, som inkluderer en effektbasert tariff. Den nye nettleiemodellen gir et insentiv til å jevne ut energiforbruket, og kan dermed gi en bedre utnyttelse av det eksisterende strømnettet.

The Norwegian government aims for all new passenger cars and light vans to be zero-emission vehicles by 2025. Penetration of electric vehicles (EVs) in Norway is high, and a result caused by a combination of several taxation rules and incentives which favors owners of EVs. Implementation of EVs can affect the electricity grid, especially if owners charge their EV simultaneously during peak hours. There is particular concern that simultaneous charging during peak hours result in higher needs of investment. Increased costs are associated with a higher revenue cap for the distribution system operator (DSO), which in turn increases the tariffs for all customers in the DSO area. Aforementioned mechanism can be viewed as a potential external cost in which EV owners impose on other customers. The purpose of this thesis is to study the relationship between increased density of electric vehicles and costs in the local distribution grid. Developed panel data includes 86 DSOs in the period 2008 to 2020 and chosen estimation strategy is a model with DSO fixed effects and time fixed effects. Main results indicate that increased density of electric vehicles cause increased costs for the DSO. The estimated effect evaluated for a median DSO implies that one extra EV is expected to increase total costs by 4 200 NOK ($\approx$\euro 420). This cost effect is driven by increased investments and operational costs. An increase in the density of EVs is also associated with a lower efficiency score. However, this effect seems to be small in magnitude. Results imply reasonable arguments as explanation for implementation of a new power tariff. A power tariff incentivizes customers to smooth electricity usage, in turn improving efficiency within the existing electricity grid.